新能源+储能理论上是“绝配”，但实际应用效果并不理想，这种应用模式中面临的难点是什么？

现阶段，储能与可再生能源配套主要是为了解决可再生能源的弃电问题，储能实则是在为过去可再生能源的无序发展买单，只不过这份投资压力转嫁到了可再生能源场站的身上，储能的收益来源同样是可再生能源的高额补贴。试想可再生能源补贴不存在和弃电现象不存在的情况下，这种商业模式也难以成立。即使是在调峰辅助服务市场开放区域，储能参与调峰辅助服务依然解决的是现有的弃电问题，甚至有人说只有在未来保证一定弃电率的情况下，这种商业模式才能持久。这种论证还是个伪命题。

　　长远来看，储能作为曾经在电力系统中缺失的一环，是稳定可再生能源发电的重要支撑。未来在高比例可再生能源开发和利用的情境下，势必要利用储能平滑可再生能源输出。但问题是，推动可再生能源和绿色发展的高代价势必要由受益方来买单，这受益方既是可再生能源的投资方也是广大的电力用户，一旦可再生能源与储能的发电成本能够传导至用户侧，也就意味着规模化可再生能源发展所需要付出的成本是全民的责任和义务这一观点被全社会普遍认可和接受。在现有的体制下，我们也寄希望于可再生能源加储能的发电成本可以进一步降低，这有赖于技术的进步和规模化应用，但前提是这一成本能够与传统电源发电成本相当。

　　在过渡阶段，在平价上网之前，我们设想了可再生能源配套储能的配额机制，可由可再生能源场站自主建设，或向市场主体购买储能配额，实现社会储能资源与可再生能源的配套，但前提是我们要在现有和未来可再生能源场景下合理模拟储能应用规模，避免储能的无效扩张。

　　储能技术应用需要的是开放的电力市场，目前来看，我们迫切希望政策能够解决储能的身份问题，同时需要各地明确储能备案机制，相关部门对储能可能存在的安全问题进行综合认定，电网主体明确不同电压等级和规模储能技术并网要求和调度规则，以及相关市场规则明确储能参与市场的交易和结算工作机制。通过试点示范验证一批符合我国储能产业高质量发展和高质量应用的技术类别，为我国各应用领域储能商业化发展扫清阻力。